Cr(Ⅲ)配合物的制备和分裂能的测定
综合性实验Ⅰ
（2010届）
题目Cr（Ⅲ）配合物的制备和分裂能的测定学院医药化工学院
专业化学师范
班级2010 级化学（1）班
学号1032010020
学生姓名姚吉阳
指导教师梁华定
实验时间2012年12月17日
Cr （Ⅲ）配合物的制备和分裂能的测定
医药化工学院 化学教育专业 学生: 姚吉阳 指导老师: 梁华定
1 前言
许多Ｃｒ（Ⅲ）配合物都是六配位的，这些配合物在水溶液中的主要特征是相对的动力学的惰性。近年来惰性配位化合物在化学分离与测定中的应用，受到人们的重视。 若能通过“改变配位聚合物”的路径选择出理想的光-电转换材料显然对于新能源利用具有不可估量的价值和意义。
Cr 配合物的吸收光谱中d →d 跃迁带非常强，因此它有可能成为光电转换性能比较好的配合物材料。
2 实验部分
2.1实验目的
1．学习铬（III ）配合物的制备方法。
2．学习用光度法测定配合物分裂能的方法，了解配合物电子光谱的测定与绘制。 3．加深理解不同配体对配合物中心离子d 轨道分裂能的影响。 4．熟悉分光光度计的使用方法。
2.2实验原理
过渡金属离子形成配合物时，在配体场的作用下，金属离子的d 轨道发生能级分裂。由于五个简并的d 轨道空间伸展方向不同，因而受配体场的影响情况各不相同，在不同配体场的作用下，d 轨道的分裂形式和分裂后轨道间的能量差也不同。在八面体场的作用下，d 轨道分裂为两个能量较高的e g 轨道和三个能量较低的t 2g 轨道，分裂后的e g 和t 2g 轨道间的能量差称为分裂能，用Δ。(或10Dq)表示。Δ。值随配体的不同而不同，其大小顺序为：
223422332I Br Cl S SCN NO F OH ONO C2O H O NCS EDTA NH en SO NO CN CO
----------
-
---
<<<<<<<≈<<<<<<<<<≈ 上述Δ。值的次序称为光谱化学序。
配合物的Δ。可通过测电子光谱求得。中心离子的价层电子构型为d 1
～d 9
的配离子，由于d 轨道没有充满，电子吸收相当于分裂能Δ。值能量在e g 和t 2g 轨道之间发生电子跃迁（d —d 跃迁）。用分光光度计在不同波长下测定配合物溶液的吸光度，以吸光度对波长作图即得配合物的电子光谱。电子光谱上最大吸收峰所对应的波长即为d —d 跃迁所吸收光能的波长，由波长可计算出分裂能的大小：
701
10?=
?λ
式中，λ的单位为nm ；Δ。的单位为cm -1
。不同d 电子及不同构型配合物的电子光谱是不同的，因此计算Δ。的方法也各不相同。例如在八面体场中，配离子的中心离子的电子数为d 1
、d 4
、d 6
、d 9
，其吸收光谱只有一个简单的吸收峰，根据此吸收峰位置的波长，计
算Δ。值；中心离子的电子数为d2、d3、d7、d8，其吸收光谱应该有三个吸收峰，但实验中往往只能测得两个明显的吸收峰，第三个吸收峰被强烈的电荷迁移所覆盖。d3、d8电子构型由吸收光谱中最大波长的吸收峰位置的波长计算Δ。值；d2、d7电子构型由吸收光谱中最大波长的吸收峰和最小波长的吸收峰之间的波长差，计算Δ。值。
2.3实验仪器与试剂
2.3.1仪器：分析天平，烧杯，量筒，研钵，循环水真空泵，吸滤瓶，布氏漏斗，蒸发皿，烘箱，表面皿，可见分光光度计。
2.3.1试剂：K2C2O4 (s)，K2Cr2O7 (s)，H2C2O4 (s)，乙二胺四乙酸二钠(EDTA) (s)，CrCl3?6H2O (s)，KCr(SO4)2?12H2O (s)，丙酮。
2.3.3材料：坐标纸。
2.4实验方法
2.4.1 铬（III）配合物的制备与溶液的配制
2.4.1.1 [Cr(C
2O
4
)
3
]3-配离子溶液的配制
将0.5 g研细的K2Cr2O7溶于10 mL去离子水中，加热使其溶解。再将0.6 g K2C2O4和1.2 g H2C2O4加入其中，不断搅拌，待反应完毕后，将溶液转至蒸发皿中，蒸发溶液使晶体析出，冷却后抽滤，用丙酮洗涤晶体，得到暗绿色的K3[Cr(C2O4)3] ?3H2O 晶体，105~110℃下哄干。
再称取0.1 g烘干后的K3[Cr(C2O4)3]晶体，溶于50 mL去离子水中，制得[Cr(C2O4)3]3-溶液。
2.4.4.2[Cr(H
2O)
6
]3+配离子溶液的配制
称取0.4 g KCr(SO4)2?12H2O，溶于20 mL去离子水中，搅拌，加热至沸，冷却后加水稀释至约50 mL，即得[Cr(H2O)6]3+溶液。
2.4.4.3 CrY-配离子溶液的配制
称取约0.14 g EDTA于小烧杯中，加入约50 mL去离子水，加热溶解后加入约0.1 g CrCl3?6H2O，搅拌，稍加热，得紫色CrY-溶液。
2.4.2 配合物电子光谱的测定
以去离子水为参比溶液，比色皿的厚度为1 cm，在360~700 nm波长范围内，测定上述三种配合物溶液的吸光度A值。每隔10 nm测一组数据，在各配合物溶液的最大A值附近，可适当缩小波长间隔，增加测定数据。
3数据记录与结果处理
(1) 不同波长下各配合物的吸光度
波长/nm[Cr(C2O4)3]3-[Cr(H2O)6]3+CrY-
360 5 0.053 0.266 370 3.972 0.086 0.401 380 4.119 0.136 0.515 390 3.864 0.197 0.563 400 2.567 0.255 0.531 410 1.516 0.296 0.433 420 1.136 0.311 0.318 430 1.001 0.297 0.231 440 0.892 0.26 0.176 450 0.772 0.213 0.161 460 0.636 0.166 0.183 470 0.508 0.123 0.232 480 0.387 0.090 0.315 490 0.291 0.075
0.427
… …
…
… 680 0.064 0.082 0.056 690 0.063
0.062
0.041 700
0.062 0.044
0.034
(2)以波长λ为横坐标，吸光度A 为纵坐标，作图得各配合物的电子光谱。
图一[Cr(C 2O 4)3]3-
配离子电子光谱图
360
410
460
510
560
610
660
710
0123
4
5
A
λ/nm
B
[Cr(C 2O 4)3]3-
图二[Cr(H 2O)6]3+
配离子电子光谱图
360
410460510560610660710
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
[Cr(H 2O)6]
3+
A
λ/nm
B
图三CrY -
配离子电子光谱图
360410460510560610660710
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
A
λ/nm
B
CrY
-
(3) 从电子光谱上确定最大波长的吸收峰所对应的最大波长max λ，计算各配合物的晶
体场分裂能Δ。，并与理论值比较。
配合物 最大波长max λ/nm
0?/cm
[Cr(C 2O 4)3]3-
379.5 26350.46 [Cr(H 2O)6]3+
587 17035.78 CrY - 542
18450.18
4思考题
（1）实验中配合物的浓度是否影响Δ。值？
答：不用，不论浓度的大小，配合物的最大波长吸收峰位置不变。但是浓度不可过小，否则还是会产生一些误差
(2) 晶体场分裂能的大小与那些因素有关？
答：主要受两大因素影响，它们是中心原子和配体。
①配体对分裂能大小的影响是经验地由光谱学数据确定的，由弱至强的顺序是：
I-＜Br-＜S2-＜SCN-＜Cl-＜NO3-＜F-＜OH-＜（C2O4）2-＜H2O＜NCS-＜NH3＜en（乙二胺）＜bipy（联吡啶）＜NO2-＜CN-＜CO
这称为光谱化学序列。通常前三个叫做弱场，后三个叫做强场。
②中心原子对分裂能的影响顺序既与离子的电荷有关，又与在周期表的位置有关。同种
原子，电荷越高，对分裂能的影响越大。周期系同族金属元素自上而下分裂能增大。(3) 写出C2O42-、H2O、EDTA在光谱化学序中的前后顺序？
答：C2O42- 5结束语 首先抱着认真的态度完成了实验，对一些实验的基本操作有了很多认识。也考虑到了很多关于实验要注意的方面。通过实验也加深理解了不同配体对配合物中心离子d轨道分裂能的影响。 参考文献 [1]李英，虞佩林，陈一心等，两种铬化物的药学功效[J],药学通报，1980.15（12）:38-40. [2]于涛. 无机化学实验 [M]. 北京:北京理工大学出版社, 2004. [3]吴鼎铭，谢伟文，张琳娜，三核铬配合物[Cr3（u3-O）（L2OOCH)6（OOCH)(H2O20].3H2O的晶体结构[J]. 结构化学.1992.11（3）;212-215 [4]周华秋.几种Cr(Ⅲ)配合物在分析化学中的应用.《南京化工大学学报(自然科学版)》1998年S1 期 [5]牛淑云，刘懿金晶，来巍。两种Cr（III)配合物的合成.结构和光物理性质。辽宁师范大学学报， 2008,31（3）.310-313 油气储运中输油管道防腐工艺的发展与应用 发表时间：2019-06-27T16:02:00.437Z 来源：《防护工程》2019年第7期作者：王劲寒 [导读] 采用一些防腐措施可以有效地防止管道被外力破坏产生的腐蚀穿孔发生泄露的现象，提升管道的使用寿命，提升经济效益。 沈阳奥思特安全技术服务集团有限公司辽宁沈阳 110179 摘要：油气管道对于运输油气有着十分重大的意义。将石油运往各大工业发展区或者其他的需求地，可以促进当地经济社会的不断发展。但是，在运输过程中就容易出现管道被腐蚀的问题。管道被腐蚀，油气泄露，环境污染是一回事，石油资源的浪费又是另一回事。关键词：油气运输；输油管道防腐工艺；应用与发展 引言 随着现代国民经济的不断发展，人们对资源的使用率也在飞速的提升，石油能源就是其中之一。随着石油的需求量不断增加，使得输油管道越来越长。在进行石油储运的过程当中，输油管道的防腐处理一直是人们所关注的一项重要项目，因为防腐处理技术会直接关系到管道的使用，会对管道的使用寿命产生严重的影响。采用一些防腐措施可以有效地防止管道被外力破坏产生的腐蚀穿孔发生泄露的现象，提升管道的使用寿命，提升经济效益。 1 针对输油管道的腐蚀机制进行分析 管道防腐指的是为减缓或防止管道在内外介质的化学、电化学作用下或由微生物的代谢活动而被侵蚀和变质的措施。输送油、气的管道大多处于复杂的土壤环境中，所输送的介质也多有腐蚀性，因而管道内壁和外壁都可能遭到腐蚀。一旦管道被腐蚀穿孔，即造成油、气漏失，不仅使运输中断，而且会污染环境，甚至可能引起火灾，造成危害。根据相关的资料表明，由于管道腐蚀所造成的损失高达上亿美元。因此，管道防腐对管道有着极为重要的作用。 目前，国内的输油管道普遍是以埋地的手段将钢管埋在土里，储运过程当中会有一些腐蚀性较强的介质以及含有水以及气体元素侵蚀到管道里，而且伴随着高温高压等情况，导致金属在土壤中的腐蚀情况特别严重，会导致管道出现外部破坏穿孔的情况，使管道的油料泄露，对周围环境造成严重的破坏。国内的输油管道普遍埋在土里，埋在地下的管道会严重受到环境因素的影响，具体的影响因素有土壤腐蚀、细菌腐蚀以及杂散电流腐蚀。因为土壤是存在着一定的固液气三相的毛线管多孔性胶物质，其主要被空气以及水所填满，而且水中还具有一定的盐成分，导致土壤根据着一些物质产生一定的离子导电性。并且土壤的物理化学成分性质不均匀，金属材质的电化学不均匀性导致埋地管道容易出现电化学腐蚀。 2 油气储运中输油管道防腐工艺的发展与应用要点 2.1 加强安全管理 油气泄漏将会造成严重的后果，所以做好石油管道的防腐工作是十分必要的。关于石油运输管道防腐工作的开展，需要有专门的人员进行监管，对于管道的安装各个过程进行监管。从材料的购置，材料选择以及管道的安装等各方面都进行监管。一旦出现问题，要及时请教专家，不断改善，否则将造成不可挽回的后果。材料选择方面要选择质量较高的材料；安装安置等方面，要采用最合理的结构，节省能源，达到安全经济环保的目标与要求，同时，建设完毕之后要尽量恢复周围的植被。管道安装本身就会给当地的植被产生不利的影响，如果再不进行相关的植草种草的活动，那么当地的生态环境将会继续恶化，一直到不可挽回的地步。 2.2 做好管道的防腐工作 油气运输过程中会对运输管道的墙壁产生腐蚀，一旦腐蚀，则会造成油气运输管道的墙壁出现裂缝，油气泄漏。一旦出现泄露问题，就会污染环境，对周围的环境造成十分恶劣的影响。做好防护工作是十分必要的，首先要选用防腐材料，结合相应的技术，不断提升管道防腐能力，同时也有对泄漏的石油进行相关的处理，要及时处理遭到石油污染的土壤，避免进一步扩散，影响到更大范围内的土壤。还要严厉打击人为偷油行为，有些人为了获取石油油气资源，恶意破坏石油运输管道，所以要加强监管。国家政府要颁布相关的政策，严厉打击这种违法犯罪行为。总体来说，要加强对石油管道防腐工作的监管力度，加强对石油油气运输运输管道的保护，对石油资源的保护。同时也要积极宣传法制意识，杜绝违法犯罪行为，使其不可有侥幸心理。 2.3 强对防腐工程的质量检验 （1）对防腐工程的过程进行检验 为了能够提高防腐工程的质量，需要对防腐工程的施工过程进行检验，使其能够避免影响管道的寿命。首先，需要成立专业的检验小组，并将责任落实到个人，使其在发生事故时，能及时找到相关的责任人。然后，定期的安排小组成员全程对施工过程进行监督，并对在施工过程中存在的问题，及时地进行制止和处理。最后，在每日工作结束后，要召开相关会议，将在施工中出现的问题、出现的现象进行沟通，从根本上提高防腐工程的质量； （2）对重点部位进行重点检验 保证防腐工程的质量，不仅要对整个施工过程进行检验，还需要对重点的部位进行重点的检验。第一，根据防腐工程的开展情况，对输油管道的重要施工部位进行检验，比如：输油管道的弯道处；第二，对输油管道中重点的位置进行检验，防止安全事故的发生。对输油管道的重点部位进行检验，不仅能够保证质量达到规定的标准，还能有针对性的进行检验，从而保证了整个防腐工程的质量； （3）对防腐施工质量进行评价 为了提高防腐工程的有效性，需要建立起完善地防腐施工质量评价制度，在制度中的内容有检验的内容、检验的方法、检验的责任人、检验的时间、检验的部位、检验的结果、二次检验的结果等等。这样不仅能够保证工程的实际性，还能对防腐工作的进行提供最根本的保障。 2.4 管道内防腐技术 管道的防腐层不仅有外防腐层还有内防腐层，内防腐层主要是将一些防腐物质涂抹到管道的内壁中，相比外防腐层，不会收到土壤的侵蚀危害，以下对内防腐层进行概括分析。 环氧粉末涂层是一种热固体粉末，主要的特点为使用温度较广，且整体的化学稳定性较好，耐酸碱性物质性能较强，使用性能较为优 一、工程概况 根据XX成品油管道进行点对点送油的需求，需在密闭输送管线350-P-60501-A2B-N 与进泄放罐的泄压管线200-P-60505-A2B-N之间增加热膨胀泄压DN80管线。 两条管线均为新建管线，由于密闭输送管线350-P-60501-A2B-N的阀门HV1161左侧、阀门MOV1205右侧、泄压管线200-P-60505-A2B-N的1号阀门左侧管线已通油，为确保管线的安全和有序施工，特编制本施工方案。 二、施工组织机构 项目经理：XXX 现场负责人：XXX HSE监督官：XXX 技术员：XXX 质检员：XXX 材料员：XXX 火焊工：1人电焊工：2人管工2人起重工：1人 电工：1人普工：10人 三、施工进度保证 1、施工工期：1天 2、确保工期措施 1）配备强有力的项目管理班子，选择技术素质好、责任心强的施工班组施工。 2）提前做好一切施工准备工作，安排好施工设备及施工机具。 四、施工技术措施 1、施工前准备； 1）施工前与设计及油库管理部门结合，确定新建管线的工艺流程、位置、用途等。 2）施工人员、设备、机具、材料按时进场。 3）各种出入证件办理到位，一般作业、动火证、用电证等证件办理到位。 4）施工前进行安全、技术交底。 5）施工区域设立警戒线，动火点设置8Kg灭火器4个，设专人进行监护。 6）施工前确认管道内进行清理干净，两端阀门关闭。在得到相关部门确认，方可以连头施工。 2、管线现场施工方案 1）管线动火连头准备 详见动火连头示意图 A 将350-P-60501-A2B-N管线两端的阀门HV-1161、HV-1162、MOV1205在靠近动火点侧的法兰断开，在断开端加石棉板进行隔离，在200-P-60505-A2B-N管线的1号阀门（DN200）法兰处断开，采用石棉板进行隔离。由于MOV1205为电动阀，为防止在施工作业时自动开启，在断开前需将此阀门调至手动。（阀门法兰断开位置见附图所示） B 在动火点附近打接地桩，并连接现场接地线。将L45的角铁打入地面以下800mm 处，用6根扁铁（具体长度依现场定）连接至地面以上，用万用表检测该点电阻是否小于4Ω，如果大于4Ω，则进行盐水导电。 C 施工时应将连头管线与该接地桩进行相连。 3）管道预制、组对、焊接 A 组对前应将管端100mm范围内的尘土、污油、铁锈、熔渣等清除干净。管口以外表面10～25mm范围内毛刺、缩口、熔渣、氧化铁、铁屑等均应清除干净。 B 管口组对时，应避免强力对口。直管段两相邻环焊缝的间距不得小于1.5倍管径。应垫置牢固，定位可靠。 C 临时预制完毕的管段应安装临时盲板封堵管端，防止管内进入脏物。 D管口对接应在坡口内点焊，点焊后应清除熔渣并检查点焊处是否有裂纹，如发现裂纹应用角向磨光机打磨，清除其全部裂纹，合格方可进行根焊和填充焊及盖面焊。 E 钢管焊接按焊接作业指导书要求进行，焊后需对焊缝进行 100% 外观检查，去除焊渣、飞溅物，焊缝表面不得有裂纹、气孔、夹渣等缺陷，并按设计要求进行无损检测。 F 做好焊接记录和自检记录。 管线防腐施工技术措施 1.编制依据及工程概况 1.1编制依据 1.1.1国家发展计划委员会国家物资储备局设计院设计相关工艺图纸图纸 1.1.2GB8923-88《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》 1.1.3SY/T0407-97《涂装前钢材表面预处理规范》 1.1.4SY/T0447-96《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》 1. 2工程概况及实物量 1.2.1国家成品油储备库安全改造湖南一五四处安装工程工艺管线及给排水部分由国家发展计划委员会国家物资储备局设计院设计，图号为：艺总施02。工艺管道为热扎无缝钢管ф273×7，410米；ф219×6，370米；ф159×6，320米；ф89×4，270米；焊接钢管DN150，200米；DN25，100米材质均为20号钢。给排水为焊接钢管ф377×9，25米；ф325×8，25米；ф273×7，25米；无缝钢管ф194×7，900米；ф89×3.5，700米；ф57×3.5，20米；镀锌钢管DN100，700米；铸铁排水管DN200，450米。该工程受监理和一五四处质监站共同负责质量监督。中国石化集团第四建设公司承担工艺管线及给排水安装工程，本措施只针对工艺管道和给排水管道防腐工程，施工中做好质保体系运行，防腐过程严格受控，确保防腐工程优良。 1.2.2工程特点及施工技术关键 本工程属新建工程，质量要求严格，其中工艺管道除锈和给排水管道防腐直接影响防腐施工质量，为技术关键工序。 2. 防腐施工工序 3.施工工艺 3.1材料检验 施工所用的油漆，应具有产品质量证明书或出厂合格证，油漆应检查有效期，严禁超期使用，油漆等规格型号必须符合设计或甲方要求。 3.2基层除锈 钢材表面采用砂轮机除锈达St3级，即钢材表面应无可见油脂、污垢并且没有附着不牢的氧化皮、铁锈，底材显露部分的表面应具有金属光泽、除锈应全面无遗漏。 对于焊道补漆除锈要求同上。 3.3防腐刷漆 管道表面刷漆应符合设计要求：地下及室内工艺管线涂H06-4环氧富锌底漆一道,环氧厚膜中间漆一道,B04-33丙烯酸聚氨脂面漆二道,涂层总厚度>180微米,埋地、管沟及套管内管线防腐采用环氧煤沥青防腐涂层特加强级；埋地排水铸铁管及消防泵房内埋地管道做环氧煤沥 输油管线不动火切管、动火连头施工方案 编制人： 审核人： 审批人： 编制单位： 目录 一、.......................................................................................................................... 工程概况 2 1.1概述 (2) 1.2工程名称、施工单位、施工地点 (3) 1.3工程特点 (3) 二、施工流程 (3) 三、主要工程量 (4) 四、流程切换 (6) 五、施工现场人员配备 (7) 六、施工准备 (7) 1、一般准备工作 (7) 2、施工现场基本工作 (8) 3、施工技术方案 (8) 4、管线组对要求 (8) 5、管线焊接要求 (8) 七、用火作业的技术及安全保证措施 (9) 爬管机割管 (9) 黄油墙的堆砌 (10) 管线组对动火焊接 (10) 八、施工工艺过程、危害识别及安全措施 (11) 九、应急预案 (12) （一）、应急工作原则 (12) (二)、适用范围 (12) (三)、安全组织机构 (12) 电气焊作业安全措施 (14) 吊装作业安全措施 (14) （四）、应急联络 (15) （五）、应急处置 (15) （六）、要求 (15) 附图1： (16) 附图2： (17) 附图3：污油泵棚图 (18) 编制依据：《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009《钢制管道焊接及验收》SY/T4103-2006 《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2005 《工业金属管道工程施工规范》GB50235-2010 《中国石化用火作业安全管理规定》中国石化安[2011]719号 一、工程概况 1.1概述： 对**********管线进行整修。为保障顺利生产，*********，特编制此方案。 更新安装DN500*12.5管道约5米、DN80管道6米、DN500 PN6.3阀门3台、DN500 PN6.3过滤器1台、DN200 PN6.3阀门1台、更换DN500阀门中开面密封圈1套、安装DN80阀门2台,现场浇筑管墩、阀墩等。整个工程中，不动火切割管线DN500*4道、DN200*2道，密闭开孔DN80*2道，共计DN500焊道8道、DN200*2道、DN80*10道、DN50*3道。悬臂吊改造或更换。若更换需改造水泥基础。 输油管道工程施工方法及技术措施方案 1工艺管道施工方案 1.1施工前的技术准备工作 1) 有完整的焊接工艺评定及工艺规程； 2) 合格焊工登记表及焊工合格证交监理审查认可； 3) 编制质量通病防治手册发放到班组； 4) 编制详细的方案，并向班组进行技术交底。 1.2现场准备 1）主材堆放场地设置； 2）规划管道预制场地； 3）现场布置电焊机棚及焊条二级库，其中焊条二级库须配置烘、烤箱各一只。 1.3施工工艺程序 图纸会审和设计交底→编制材料计划→编制施工方案→技术和安全技术交底→原材料检查验收→除锈防腐→现场实测→管道预制、阀门试压、安全阀调试→标识﹑清洁保护﹑运输→管道安装→系统试验、吹洗→防腐保温→系统调试→交工→竣工验收 1.4 材料验收及检验 1）所有管材、管道附件、阀门必须具有制造厂的合格证明书，内容齐全，且合格证的标准应与设计标准相符，否则应进行必要的机械性能及化学成分的复测。 2）对SHB类管道应按5%的比例进行外径及壁厚测量，其尺寸偏差应符合部颁或合同规定的标准。 3）管子、管件、阀门在使用前应进行外观检查，其表面应符合下列要求：a无裂纹、缩孔、夹渣、折迭、重皮等缺陷。 b无超过壁厚负偏差的锈蚀、凹陷及其他机械损伤。 c 螺纹、密封面良好，精度及光洁度达到设计要求和制造标准。 d有材质标记。 4）施工人员在管子、管件、阀门使用前应按设计要求核对其规格、材质、型号等。 5）法兰密封面应平整光洁，不得有毛刺及径向沟槽。 6）螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动现象。 7）石棉橡胶垫片应质地柔韧、无老化变质或分层现象，表面不应有折损、皱纹等缺陷。 8) 阀门检验(为便于操作计划在生产厂家进行) a 阀门安装前，逐个对阀体进行液体压力试验，试验压力为公称压力的1.5倍,停压5分钟无泄露为合格. b 试验合格的阀门，应及时排尽内部积水，并吹干。密封面上应涂防锈漆，关闭阀门，密闭出入口，挂上合格标识牌。 c 对有上密封结构的阀门, 逐个对上密封进行试验,试验压力为公称压力的 1.1倍.试验时关闭上密封面,并松开填料压盖,停压4min,无渗漏为合格。 1.5管道预制 1）按照设计院提供的单线图仔细核对，复核无误后，进行单线图二次设计，二次设计尽量做到每一张图纸为一个预制管段。单线图二次设计的目的是服务于现场的预制安装，明确施工者的责任，便于进行质量检查的追溯。 2）管道下料前，应仔细核对所用管子、管件的规格、材质、等级是否与图纸一致。 3）预制时要考虑到把固定口留在易焊接、易组对的地方，预制的法兰、焊缝及其他连接件应避开支架、梁及管托。 4）管支架、管托架等均在现场制作安装。 5）管子切割：采用氧气乙炔火焰或半自动切割机切割，切口质量符合下列要求： a 切口表面平整，不得有裂纹、重皮、毛刺、凹凸、缩口等。熔渣、氧化铁等应予以清除。 b 切口平面的倾斜偏差不应大于管子直径的1%，且不得超过3mm。 c 所有的管道坡口均采用手提式砂轮磨光机二次加工。 青岛项目工艺管线施工技术总结 ——基地工程公司基地工程公司在青岛大炼油工程工艺管线主要承揽了储运区1138管廊及硫磺回收装置管线的预制、安装、收尾试压等工作。工程量：1138管廊累计承揽了27公里管线施工；硫磺回收装置承揽了25公里管线施工（含伴热线6公里，不包含变更部分）。 1138管廊部分材质单一，全部为碳钢材质，且管线不需要进行热处理，主要施工技术攻关在于如何提高管线预制深度及穿管的效率，对于管径≥DN500管线施工提前做好排版图，预制口与安装口排好，要考虑焊缝避开梁以及纵焊缝与管托避开等技术要求。 对于提高管线预制深度方面我们基地工程公司采取了现场实测尺寸，把能预制的胀力都在预制厂采用自动焊机集中化预制，无法确定的部位下成毛料，以便现场安装； 1138管廊的特点是：管廊为水泥梁，宽而且每层之间高度狭小，如果全部要用吊车穿到位，即浪费台班又浪费时间，工效不高；所以我们基地工程公司采取了四公司一贯的管廊施工风格，采取了穿管棍子，管子预制好从管廊一端做好穿管平台，把管子逐根穿到位，即节约了台班又提高工效，穿管顺序按照先大管后小管，先内后外，先碳钢后不锈钢等工序。 硫磺回收装置管道施工较1138单元施工技术难度大。材质复杂、大口管径管线居多、夹套管施工、合金管线及碳钢部分管线热处理、炉管安装、伴热线施工、大口径管线试压等技术攻关。基于硫磺回收装置的特点，要在短期内工艺管线施工结束，因此技术支撑是不可缺少而且是起着举足轻重的作用。 对于硫磺回收装置工艺管线施工技术支撑我们从以下几点做起： 一、做好前提的技术准备：图纸会审、施工方案编制、焊接工艺评定选 定及制定焊接工艺卡、施工计划、材料统计及限额领料编制等工作在管道开工前全部准备就绪。 二、管线预制采用自动焊工厂化预制：硫磺回收装置管线预制工作全部 采用自动焊预制，我们高峰期引进四套自动焊机，从审图、下料、打磨、组对，焊接等工序全部体现了我们基地工程公司的特点:工厂化预制。采取自动焊集中预制即提高了预制工效又节约了人工，自动焊机日平均预制寸D达到1000寸D，相当于25个电焊工的日预 制寸D。 三、鉴于硫磺材质繁多,我们提前选好焊接工艺评定，根据工艺评定编制 焊接工艺卡，发放给每个电焊班，张贴班组；然后做好方案技术交底工作，制定焊接奖罚制度，对合格率高的电焊实行适当的奖励，对于合格率低的电焊取消其焊接资格，严格控制焊接一次合格率在96%以上。这样我们即保证了焊接质量，又保证了施工进度。 四、严格控制好热处理管道施工：在施工前根据LPEC设计说明及规范制 定热处理参数一览表发放给退火班组，然后进行方案技术交底，严格执行热处理要求；对于合金钢（15CrMo）管道控制好焊接预热温度、焊接过程层间温度，焊后及时热处理；一定要保证每道对接焊口及承插焊口都要做热处理，并且出热处理曲线图；设置专职施工员每天做好热处理焊口记录，对热处理升温速度、恒温时间、降温速率确认；保证不遗漏一道焊口，保证不弄虚作假。 五、夹套管施工是硫磺回收装置的重点之一：夹套管施工前先编制好方 案，然后统计出硫磺夹套管管线，夹套管图纸提前审查完，设置专 输油管道工艺设计 管道输送工艺设计 目录 1 总论............................................................................. 错误!未定义书签。 1.1 设计依据及原则................................................ 错误!未定义书签。 1.1.1 设计依据 .................................................. 错误!未定义书签。 1.1.2 设计原则 .................................................. 错误!未定义书签。 1.2 总体技术水平.................................................... 错误!未定义书签。 2 输油工艺..................................................................... 错误!未定义书签。 2.1 主要工艺参数.................................................... 错误!未定义书签。 2.1.1 设计输量 .................................................. 错误!未定义书签。 2.1.2 其它有关基础数据 .................................. 错误!未定义书签。 2.2 主要工艺技术.................................................... 错误!未定义书签。 3 工程概况..................................................................... 错误!未定义书签。 4 设计参数..................................................................... 错误!未定义书签。 4.1 管道设计参数.................................................... 错误!未定义书签。 4.2 原油物性 ........................................................... 错误!未定义书签。 4.3 其它参数 ........................................................... 错误!未定义书签。 5 工艺计算..................................................................... 错误!未定义书签。 5.1 输量换算 ........................................................... 错误!未定义书签。 5.2 管径规格选择.................................................... 错误!未定义书签。 5.2.1 选择管径 .................................................. 错误!未定义书签。 5.2.2 选择管道壁厚 .......................................... 错误!未定义书签。 5.3 热力计算 ........................................................... 错误!未定义书签。 总则 1. 0. 1 为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策,保证设计质量,提高设计水平,以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便,制定本规范。 1.0.2 本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 1. 0. 3 输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数,优化设计。 1. 0. 4 输油管道工程设计除应符合本规范外,尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2 术语 2. 0. 1 输油管道工程oil pipeline project 用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。一般包括输油管线、输油站及辅助设施等。 2.0.2 管道系统pipeline system 各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 2.0.3 输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 2.0. 4 首站initial station 输油管道的起点站。 2. 0. 5 末站terminal 输油管道的终点站。 2. 4. 6 中间站intermediate station 在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。 2. 0. 7 中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。 2. 0. 8 中间泵站intermediate pumping station在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。 2.0.9 中间加热站intermediate heating station 在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。 第三章输油站场及阀室 第一节典型输油站场工艺流程 一、工艺流程的设计原则及要求 （1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。 （2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。 （3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。 （4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。 （5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。 二、各类站场的典型工艺流程 （一）输油首站 1．输油首站典型工艺流程说明 （1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。 （2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。 （3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。 （4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。 （5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。 1总则 1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。 1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 输油管道的终点站。 2. 4. 6中间站intermediate station 在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。 2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。 2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station 在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。 2.0.9中间加热站intermediate heating station 在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。 2. 0. 10输人站input station 向管道输入油品的站。 2. 0. 11分输站off-take station 在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。 2. 0. 12减压站pressure reducing station 管道内的油品处于稳态(非瞬态)时的最大允许操作压力。其值应等于站间的位差、摩阻损失以及所需进站剩余压力之和。 2. 0. 20 U管道设计内压力pipeline internal design pressure 在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压力不应小于管道在操作过程中管内流体可能产生的最大内压力。 2. 0. 21线路截断阀line block valve 为防止管道事故扩大、减少环境污染与管内油品损失及维修方便在管道沿线安装 管道输送工艺设计 目录 1 总论 (3) 1.1 设计依据及原则 (3) 1.1.1 设计依据 (3) 1.1.2 设计原则 (3) 1.2 总体技术水平 (3) 2 输油工艺 (4) 2.1 主要工艺参数 (4) 2.1.1 设计输量 (4) 2.1.2 其它有关基础数据 (4) 2.2 主要工艺技术 (4) 3 工程概况 (4) 4 设计参数 (4) 4.1 管道设计参数 (4) 4.2 原油物性 (4) 4.3 其它参数 (5) 5 工艺计算 (5) 5.1 输量换算 (5) 5.2 管径规格选择 (6) 5.2.1 选择管径 (6) 5.2.2 选择管道壁厚 (6) 5.3 热力计算 (7) 5.3.1 计算K值 (7) 5.3.2 计算站间距 (10) 5.4 水力计算 (15) 5.4.1 计算输油平均温度下的原油运动粘度 (15) 5.4.2 判断流态 (16) 5.4.3 计算摩阻 (17) 6 设备选型 (18) 6.1 设备选型计算 (18) 6.1.1 泵的选型 (18) 6.1.2 原动机的选型 (19) 6.1.3 加热设备选型 (19) 6.2 站场布置 (20) 7 最小输量 (22) 8 设计结果 (23) 9 动态技术经济比较（净现值法） (25) 参考文献 (26) 1 总论 1.1 设计依据及原则 1.1.1 设计依据 （1）国家的相关标准、行业的有关标准、规范； （2）相似管道的设计经验； （3）设计任务书。 1.1.2 设计原则 （1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范。 （2）采用先进、实用、可靠的新工艺、新技术、新设备、新材料，建立新的管理体制，保证工程项目的高水平、高效益，确保管道安全可靠，长期平稳运行。 （3）节约用地，不占或少占良田，合理布站，站线结合。站场的布置要与油区内各区块发展紧密结合。 （4）在保证管线通信可靠的基础上，进一步优化通信网络结构，降低工程投资。提高自控水平，实现主要安全性保护设施远程操作。 （5）以经济效益为中心，充分合理利用资金，减少风险投资，力争节约基建投资，提高经济效益。 1.2 总体技术水平 （1）采用高压长距离全密闭输送工艺。 （2）采用原油变频调速工艺。 （3）输油管线采用先进的SCADA系统，使各站场主生产系统达到有人监护、自动控制的管理水平。既保证了正常工况时管道的平稳、高效运行，也保证了管道在异常工况时的超前保护，使故障损失降低到最小。 （4）采用电路传输容量大的光纤通信。给全线实现SCADA数据传输带来可靠的传输通道，给以后实现视频传输、工业控制及多功能信息处理提供了可能。 （5）在线路截断阀室设置电动紧急切断球阀，在SCADA中心控制室根据检漏分析的结果，确定管道泄漏位置，并可及时关闭相应泄漏段的电动紧急切断球阀。 （6）站场配套自成系统。 输油管道系统输送工艺 3. 1一般规定 3.1.1输油管道工程设计计算输油量时，年工作天数应按354d计算。 3. 1. 2应按设计委托书或设计合同规定的输量(年输量、月输量、日输量)作为设计输量。设计最小输量应符合经济及安全输送条件。 3. 1. 3输油管道设计宜采用密闭输送工艺。若采用其他输送工艺，应进行技术经济论证，并说明其可行性。 3. 1. 4管输多种油品，宜采用顺序输送工艺。若采用专管专用输送工艺，应进行技术经济论证。 3.1.5输油管道系统输送工艺方案应依据设计内压力、管道管型及钢种等级、管径、壁厚、输送方式、输油站数、顺序输送油品批次等，以多个组合方案进行比选，确定最佳输油工艺方案。 3.1.6管输原油质量应符合国家现行标准《出矿原油技术条件》(SY 7513的规定；管输液态液化石油气的质量应符合现行国家标准《油气田液化石油气》(GB 9052.1)或《液化石油气》(GB 11174)的规定；管输其他成品油质量应符合国家现行产品标准。 3.1.7输油管道系统输送工艺总流程图应标注首站、中间站、末站的输油量，进出站压力及油温等主要工艺参数。并注明线路截断阀、大型穿跨越、各站间距及里程、高程(注明是否有翻越点)。 3.1.8输油管道系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输油管道在密闭输送中瞬变流动过程的控制方 法。 3. 2原油管道系统输送工艺 3. 2. 1应根据被输送原油的物理化学性质及其流变性，通过优化比 选，选择最佳输送方式。原油一般物理化学性质测定项目，应符合本规 范附录A 的规定；原油流变性测定项目，应符合本规范附录B 的规定。 3.2.2加热输送的埋地原油管道，应优选加热温度；管道是否需保温， 应进行管道保温与不保温的技术经济比较，确定合理方案。 3.2.3管道内输送牛顿流体时，沿程摩阻损失应按下式计算: g V d L h 22 ?=λ (3. 2. 3-1) 24d q V V π= (3. 2. 3-2) 式中 h —管道内沿程水力摩阻损失(m) ； λ—水力摩阻系数，应按本规范附录C 计算； L —管道计算长度(m) ； D —输油管道的内直径(m) , V —流体在管道内的平均流速(m/s) ； g —重力加速度(9.8lm/s} ) ； V q —输油平均温度下的体积流量(m 3 /s) 输油平均温度，应按下式计算: 213 231t t t av += (3.2.3-3) 目录 摘要............................................................. 错误！未定义书签。 1 绪论 (1) 2 设计参数 (2) 2.1设计依据 (2) 2.2设计基本参数 (2) 2.3设计要求 (3) 3 管道基础数据 (4) 4 管径、壁厚计算 (6) 4.1经济流速 (6) 4.2初定管径 (6) 4.3计算壁厚 (6) 5 泵型选择及泵站组合方式 (8) 6 水力计算 (10) 6.1 雷诺数 (10) 6.3水力坡降和全线所需总压头 (11) 6.4 确定泵站数 (12) 7 校核压力 (14) 7.1 冬季低温时泵站进出站压力的校核 (14) 7.2夏季高温时泵站进出站压力的校核 (14) 7.3 电机输出功率 (15) 8 结论 (17) 参考文献 (18) 1 总则 输油管道的工艺计算是为了妥善解决沿线管内流体的能量消耗与输油站能量供应之间的矛盾，以达到安全经济地完成输送任务的目的。在管道设计过程中，通过工艺计算确定管径、选泵、确定泵数及其布站位置的最优方案，并为管道采用的控制盒保护措施提供设计参数；在管道运行过程中，根据输送条件的变化，通过工艺设计合理确定各站的压力等运行参数，从而确定最优运行方案。 2 设计参数 2.1设计依据 1．贯彻国家建设基本方针政策，遵循国家和行业的各项技术标准、规范。 GB/T500074-2002《石油库设计规范》 GB/T50253-2003《输油管道工程设计规范》 GB/T50253-94《输油管道工程技术规范》 2．贯彻“安全、可靠”的指导思想，紧密结合上、下游工程，做出最经济的设计。 3．根据高效节能、安全生产的原则，采用先进实用的技术和自控手段，实行现代化的管理模式，实现工艺、技术成熟可靠、节省投资、方便生产。 4．充分考虑环境保护，三废治理。 2.2设计基本参数 拟建一条长650公里，年输量为560万吨的轻质油管线，最大输送压力8Mpa。 （1）管路埋深1.5米处的月平均地温： 表2-1 月平均温度 月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 地 7.0 5 6.4 10.8 15.5 18.0 19.9 21.8 20.5 18.5 13.0 9.0 温℃ （2）油品密度ρ20=870.5kg/m3 （3）油品的粘温特性： 表2-2 油品在不同温度下的黏度 温度（℃） 5 10 15 20 25 粘度（10-6米2/秒）28.2 24.6 19.8 10.5 8.0 （4）可选用的离心泵型号规格： 按照最新的泵机组样本进行选择(网上搜索或图书馆查阅相关手册)。 （5）首站进口压头取ΔH1=45m，站内摩阻取15m。 （6）线路高程： 表2-3 沿线高程 桩号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 里程（km）0 19 124 190 290 335 438 484 554 635 650 高程（m）517 608 745 586 407 490 500 435 333 415 410 优化输油管道工艺实现节能降耗运行 发表时间：2018-08-17T15:45:11.670Z 来源：《基层建设》2018年第21期作者：马艺轩1 殷超1 张美婧2 [导读] 摘要：随着近些年来我国工业经济的持续发展，其对石油的需求量也在与日俱增。 1.中国石油天然气股份有限公司管道呼和浩特输油气分公司内蒙古呼和浩特 010000； 2.中石化榆济管道分公司陕西榆林 719000 摘要：随着近些年来我国工业经济的持续发展，其对石油的需求量也在与日俱增。石油在我国所有能源中属于一种不可再生能源，所以为了避免资源浪费，就要对石油进行合理高效的利用。而现阶段石油在运输过程中，经常会出现一定量的损耗，故而针对此问题就需要对输油管道工艺进行分析，争取最大程度上实现节能降耗运行。本文主要对输油管道的各种工艺进行切实分析，并深刻探讨如何优化其现有工艺，以期实现节能降耗运行。 关键词：输油管道工艺；现代技术创新；储运管道；节能降耗 前言 伴随着社会经济的快速发展，石油经济在其中更是起着至关重要的作用。在石油进行运输时，管道是运输过程的关键组成部分，输油管道工艺技术的好坏与否跟石油产业效益产生直接影响。而因为我国石油存在粘稠较高这个主要特点，就导致石油在运输时对其运输环境有较为苛刻的要求，同时在运输的过程中还会产生较多的损耗，对输油管道的总体结构造成损坏。因此，就需要对我国现有输油管道工艺进行优化，实现节能降耗运行的主要目的。 一、输油管道工艺发展及其优化意义 1、输油管道工艺的发展 世界输油管工艺最早起源于1865年，那时美国宾夕法尼亚生产出第一条全长为skm，管径为50mm原油管道，它的日输量为127耐。而我国网管建设开始的标志性事件则是在上个世纪末50年代建成了克拉玛依一独山子输油管道。该管道管径为15Omm，全长147km，由于我国东北部油田原油的特性具有高含蜡、高粘度、高凝点，因此60年代起我国的输油管道就采用通旁接油罐的加热输送工艺。该工艺的输油设备由加热炉、输油泵和油罐三部分组成。 1990年开始，我国输油管道工艺进人自动化时代。此时的运输方式变成了全线泵到泵的密闭输送工艺。通过这种工艺可以减少原油损耗，从而达到节能目的。该运输工艺采用CSA-DA系统对输油管道进行操控，对整个运输过程进行连续自动监控和调度管理，确保输油管道安全可靠、平稳高效又经济地运行。 2、优化输油管道工艺的意义 原油在运输过程中难免存在能源损耗，因此通过优化输油管道工艺来实现节能降耗是非常有意义的。首先，通过利用现代化节能技术可以提高能源利用率、降低成本。其次，可以加强企业职工对现代节能技术的运用、设计、研究，不断的优化输油管道工艺，从而实现企业技术创新和节能降耗的目的。再次，可以提高企业的生产效益。 二、优化输油管道工艺的措施 石油企业要想切实实现节能降耗、减少对环境产生的污染，是企业自身的生产效益和经济效益得到保障，就要对输油管道工艺进行全面优化，采取较为科学合理的优化措施，对输油管道工艺中的相关耗能设备进行改进、优化或更换。其中包括加热炉、储油罐、输油泵等具有高耗能特点的相关设备。 1、加热炉的优化措施 在石油进行运输的过程中，其中加热炉是较大的耗能设备，所以对加热炉进行优化，能有效实现节能降耗运行的效果。对加热炉进行优化的主要过程，包括其主要节能操作、炉体自身保温、检验等方面。另外，在输油工作进行的过程中，相关企业还要针对其中的具体操作或工作人员进行一定的培训，让其都可以对加热炉所需要的风配比有足够的了解或熟练掌握，在进行操作的过程中还可以适当增加针对炉膛内部辐射的相关换热涂料。在对加热炉设备进行维修时，相关维修工作人员还要对其中的防爆门与炉前等方面做好全面的保温措施，在加热炉投入实际使用工作时，企业部门应该重视能源消耗的相关管理环节和工作，并定期对运输过程中使用的燃料计量设备进行检测或检查，同时对炉管进行一定的灰尘清理工作。 2、输油泵的优化措施 在对输油泵进行优化时，较为有效的措施就是对其整体进行改造或更换，更换掉那些耗能量较大的输油泵，进而降低能源的耗损。另外，根据其实际运行情况，还可以对输油泵增加装置，这种装置通常选择无功补偿性设备，这在很大程度上能节能输油泵的耗电现象，使运行过程中的电能得到有效减少。 三、通过现代技术创新实现节能降耗 1、利用现代技术进行原油改性输送 我国原油具有粘度高、凝点高、含腊高三个特性，这也是我们在运输过程中要使用加热运输的原因，有加热必然就存在能源损耗。企业可以使用现代节能创新技术来解决这些问题，在实际生产运输过程中，如果直接采用高粘原油进行输送，会产生流体角动量不守恒，因而出现较大的节流损失，加大能耗。所以你要采用加热运输的方式进行运输，但是加热产生热量，势必也会造成能耗，想要解决这个问题，就必须对原油输送温度进行合理把控，也许可以通过采用降粘剂或者使用现代技术改进输油泵这一方法进行优化运输。比如可以根据原油的实际情况，改变泵的性能曲线，给泵增设变频装置，从而有效提高泵的运行效益。同理针对原油凝点高的问题，我们可以在原油中加人降凝剂来代替加热运输这一方法来达到节能降耗的目。现在比较常用的降凝剂有表面活性剂型原油降凝剂、聚合物型原油降凝剂两大类。想解决含腊量高的问题，可以根据腊的特性在原油中加人防腊剂然后进行运输。现在比较常用的防腊剂有聚合物型防蜡剂、表面活性剂型防蜡剂、稠油芳香烃型防蜡剂。 2、最大程度上实现低能量运输 随着近年来石油资源的利用，其产量也已经在逐渐减少，因此传统的输油管道加热运输方法，从根本上已经不能确保输油管道的安全稳定运输了。但为了实现输油管道可以实现节能降耗运行，在对原油进行运输的过程中，为了式运输过程中不耗费较多能量，我们首先可以对原油的特性进行调整，使需要传输的原油从性能上发生改变，是其具有较大的流动性，不在主要依靠加热方式进行运输。其次，现阶油气储运中输油管道防腐工艺的发展与应用
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